TECNOLOGICO NACIONAL DE MEXICO CAMPUS: TUXTLA …

Instituto Tecnológico de Tuxtla Gutiérrez

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TECNOLOGICO NACIONAL DE MEXICO

CAMPUS: TUXTLA GUTIERREZ

REPORTE “RESIDENCIA”

ASIGNATURA:

“RESIDENCIA PROFESIONAL”

TEMA:

¨Reducción de Pérdidas Técnicas por Control de Voltaje en Baja Tensión en

División Sureste, Zona San Cristóbal, Circuito CRI04030, Ramal Los

Alcanfores¨

NOMBRE DEL ALUMNO:

MANUEL ALEJANDRO GONZÁLEZ GONZÁLEZ

No. CONTROL:

15270525

SEMESTRE: Noveno semestre

ASESOR INTERNO: ING. OSVALDO BRINDIS VELÁZQUEZ

ASESOR EXTERNO: ING. JOSÉ HUMBERTO GÁLVEZ LUIS

San Cristóbal de las casas, Chiapas, a 25 de Enero 2020

mailto:[email protected]



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¨Reducción de Pérdidas Técnicas por Control de Voltaje en Baja Tensión en

División Sureste, Zona San Cristóbal, Circuito CRI04030, Ramal Los

Alcanfores¨




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Agradecimientos

La dedicación día a día, el desempeño individual de querer superarse, las ganas de aprender y ser

mejor; son unos de tantos puntos que se aprende en el transcurso de la vida.

Doy gracias a Dios por permitirme tener a mi familia y disfrutarla, gracias a mi familia por el apoyo

incondicional que me brinda, gracias a mis padres que siempre estuvieron para mí en cada momento,

por la oportunidad que me dan por ser alguien en la vida, para superarme y ser mejor cada día, gracias

a la vida porque cada día me demuestra que es bella vivirla; me agradezco a mí mismo por nunca

dudar de mí y jamás darme por vencido, a pesar de las adversidades, siempre encontré la forma de

salir adelante.

Doy gracias por el gran esfuerzo que mis papás dieron para que yo pudiera lograr este sueño, y citando

a un gran hombre, “El estudio, es la mejor herencia que se le puede dejar a un hijo.” Y citando a una

gran mujer, “Enfócate en tus estudios y serás alguien en la vida”. Son palabras que me quedaran

marcadas por toda la vida y que fueron uno de muchos impulsos por seguir.

Agradezco a Dios por todo lo vivido y todo lo que me falta por vivir, por una y muchas experiencias

que me depara el futuro. Por todo lo aprendido y lo que aprenderé. Por las personas que llegaron y

las que se marcharon, por un mejor futuro, por esos momentos de alegría y de tristeza, por crecer

como persona, por una excelente formación educativa. Por los asesores que me ayudaron en el final

de mi carrera; por todo eso y más, agradezco.

A mis padres que están muy presentes en mi mente, que, si no es por ellos nada de estos sería posible.

Les estoy eternamente agradecidos.

MAGG




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Resumen

El proyecto “reducción de pérdidas técnicas por control de voltaje en baja tensión” trata, como su

nombre lo dice, reducir las pérdidas de energía, empleando métodos de control de voltaje, tales como,

la reconfiguración de los TAPS.

Se implementarán propuestas de mejora al sistema de interconexión de redes de distribución en baja

tensión, como también, la reducción de pérdidas técnicas de energía en líneas de distribución en media

tensión.

Se estudiará a detalle el circuito CRI04030 Ramal Los Alcanfores con la finalidad de tener un control

del registro de pérdidas y una reducción de las pérdidas técnicas de energía. Se estudiarán los distintos

tipos de pérdidas de energía que se presenten en el ramal, al igual, se implementarán cálculos de

pérdidas en kWh en distintas distancias y así, posicionar los TAPS en la posición que mejor se adecue

a la situación.

Se hará una minuciosa investigación acerca de los tipos de posición de los TAPS en transformadores

de distribución, el efecto que ellos tienen con respecto a la mejora de las pérdidas de energía, como

también, el control que tienen al reducir o aumentar su voltaje. Veremos cuál se adecua más a las

necesidades de tener un mejor funcionamiento en la distribución de la energía eléctrica.

Se llevará a cabo un registro de control del ramal; tipo de estructuras, conexiones en media y baja

tensión, características de los conductores en media y baja tensión; capacidad y posición de TAPS en

transformadores de distribución, longitud de las redes, caída de tensión, registro de usuarios

conectados, consumo de usuarios de baja tensión kWh/Año, demanda del usuario en kW.




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Índice

LISTADO DE FIGURAS .................................................................................................................. 6

LISTADO DE TABLAS .................................................................................................................... 7

LISTADO DE DIAGRAMAS UNIFILARES ....................................................................................... 8

LISTADO DE ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS ................................................................................ 8

Generalidades ................................................................................................................................. 9

Lista de materiales ..................................................................................................................... 14

Tipos de estructuras ............................................................................................................... 14

Estructura de Baja Tensión ........................................................................................................ 24

Corta circuito fusible (CCF) ........................................................................................................ 32

Tipo de cables ........................................................................................................................ 34

1. Introducción ............................................................................................................................ 38

1.2 Metodología ......................................................................................................................... 39

1.3 Descripción de la empresa ................................................................................................... 41

1.3.1 Misión ............................................................................................................................ 41

1.3.2 Visión ............................................................................................................................ 41

1.3.3 Valores .......................................................................................................................... 41

1.4 Problemas a resolver ........................................................................................................... 42

1.5 Objetivos .............................................................................................................................. 43

1.6 Justificación ......................................................................................................................... 43

2. Marco Teórico ........................................................................................................................... 44

2.1 Caída de tensión .................................................................................................................. 44

2.1.1 Calculo de caída de tensión .......................................................................................... 45

2.2 Tap’s en TD’S de distribución .............................................................................................. 49

2.3 Pérdidas de energía ............................................................................................................. 51

2.3.1 clasificación de las pérdidas .............................................................................................. 51

2.3.2 Pérdidas técnicas .............................................................................................................. 51

2.3.3 Pérdidas de energía no técnicas ....................................................................................... 51

3. Desarrollo .................................................................................................................................. 52

3.1 Descripción Del Circuito ....................................................................................................... 52

3.2 Descripción de los Programas Realizados ........................................................................... 54

3.3 Descripción De Las Pruebas, Correcciones y Validación ..................................................... 59

Resultados .................................................................................................................................... 59




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5. Conclusión................................................................................................................................. 66

Competencias desarrolladas ......................................................................................................... 66

Bibliografía .................................................................................................................................... 67

LISTADO DE FIGURAS

Figura 1 Poste con bajante a tierra ................................................................................................ 10 Figura 2 Sistema de tierra con contra-antenas .............................................................................. 11 Figura 3 Sistema de tierra con Bentonita ....................................................................................... 11 Figura 4 Sistema de tierra con electrodos ..................................................................................... 12 Figura 5 Sistema de tierra con contra-antenas Bentonita y electrodo ............................................ 12 Figura 6 Caída de tensión en red de media y baja ........................................................................ 13 Figura 7 Estructura TS3N .............................................................................................................. 14 Figura 8 Estructura TD3N .............................................................................................................. 15 Figura 9 Estructura VS3N .............................................................................................................. 16 Figura 10 Estructura VD3N ............................................................................................................ 17 Figura 11 Estructura VA3N ............................................................................................................ 18 Figura 12 Estructura RD2N ........................................................................................................... 20 Figura 13 Estructura RD3N ........................................................................................................... 21 Figura 14 Estructura RD3N/RD3 ................................................................................................... 22 Figura 15 Estructura AD3N ............................................................................................................ 23 Figura 16 Retenida, poste-poste CU-ACS ..................................................................................... 25 Figura 17 Especificaciones en líneas de BT .................................................................................. 26 Figura 18 Estructura de paso 3F-4H .............................................................................................. 27 Figura 19 Estructura de remate 1R4 .............................................................................................. 28 Figura 20 Estructura de Paso-Anclaje ........................................................................................... 29 Figura 21 Estructura con ............................................................................................................... 30 Figura 22 CCF porcelana APD – CPV ........................................................................................... 32 Figura 23 Conductor ...................................................................................................................... 34 Figura 24 Conductor ...................................................................................................................... 36 Figura 25 Circuito equivalente de una línea corta .......................................................................... 45 Figura 26 Diagrama vectorial ......................................................................................................... 45 Figura 27 Posicionamiento geográfico "Los Alcanfores" ................................................................ 54 Figura 28 Posicionamiento geográfico "Los Alcanfores" ................................................................ 54 Figura 29 Proyecto eléctrico AutoCAD .......................................................................................... 55 Figura 30 Circuito CRI04030 dependiente de la S.E. San Cristóbal (CRI) ..................................... 55 Figura 31 Modelo eléctrico en Synergi Electric, Circuito CRI04030 ............................................... 56 Figura 32 Modelo eléctrico en Synergi Electric, Ramal Los Alcanfores ......................................... 56 Figura 33 Perfil mensual de demanda del circuito CRI04030 ........................................................ 57 Figura 34 Comportamiento de la señar Ene-Dic 2018-2019 .......................................................... 58 Figura 35 Pérdidas en demanda máxima ...................................................................................... 58 Figura 36 Valores máximos y mínimos de demanda ..................................................................... 58 Figura 37 Circuito CRI04030 ......................................................................................................... 58 Figura 38 Los Alcanfores ............................................................................................................... 59 Figura 39 Perfil del circuito CRI04030, Demanda Mínima ............................................................. 59




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Figura 40 Perfil del circuito CRI04030, Demanda Máxima ............................................................. 60 Figura 41 Demanda Máxima ......................................................................................................... 60 Figura 42 Demanda Mínima .......................................................................................................... 61 Figura 43 Carga Máxima ............................................................................................................... 62 Figura 44 Total de redes de baja tensión ....................................................................................... 65

LISTADO DE TABLAS

Tabla 1 Materiales para bajante a tierra en áreas normales .......................................................... 10 Tabla 2 Materiales para bajante a tierra en condiciones de contaminación ................................... 10 Tabla 3 Materiales del TS3N ......................................................................................................... 15 Tabla 4 Materiales TD3N ............................................................................................................... 16 Tabla 5 Materiales VS3N ............................................................................................................... 17 Tabla 6 Material del VD3N............................................................................................................. 18 Tabla 7 Material del VA3N ............................................................................................................. 19 Tabla 8 Material del RD2N ............................................................................................................ 20 Tabla 9 Material del RD3N ............................................................................................................ 21 Tabla 10 Material del RD3N/RD3 .................................................................................................. 22 Tabla 11 Material del AD3N ........................................................................................................... 23 Tabla 12 Estructuras de baja tensión ............................................................................................ 24 Tabla 13 Materiales de la estructura 1P4 ...................................................................................... 27 Tabla 14 Material de la estructura 1R4 .......................................................................................... 28 Tabla 15 Materiales de la estructura de Paso-Anclaje 1P3 ............................................................ 29 Tabla 16 Material de la estructura con conexión a transformador .................................................. 30 Tabla 17 CCF's descripción ........................................................................................................... 33 Tabla 20 Cable múltiple AAC-AAC ................................................................................................ 35 Tabla 21 Cable múltiple AAC-ACSR .............................................................................................. 35 Tabla 22 Cable múltiple AAC-ACSR .............................................................................................. 37 Tabla 23 Valores aproximados de la reactancia inductiva ............................................................. 46 Tabla 24 Datos de pérdidas de energía a nivel de Zona ................................................................ 52 Tabla 25 Incremento en distancias de líneas de BT ...................................................................... 53 Tabla 26 Incremento en distancia de líneas de MT ....................................................................... 53 Tabla 27 Tabla de resultados con voltaje de demanda mínima ..................................................... 62 Tabla 28 Tabla de resultados con voltaje de demanda máxima .................................................... 63 Tabla 29 TD'S existentes del ramal Los Alcanfores Estado Actual ................................................ 63 Tabla 30 TD'S existentes del ramal Los Alcanfores Estado Proyectado ........................................ 64 Tabla 31 Posición de los Tap's 240 V Nom ................................................................................... 64 Tabla 32 Posición de los Tap's 120 V Nom ................................................................................... 64 Tabla 33 Costo - Beneficio ............................................................................................................ 65




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LISTADO DE DIAGRAMAS UNIFILARES

Diagrama de flujo 1. Diagrama de flujo del proceso MT ................................................................ 39 Diagrama de flujo 2. Diagrama de flujo del proceso BT ................................................................. 40

LISTADO DE ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

MT Media Tensión

BT Baja Tensión

AWG American Wire Gauge (Calibre de alambre Estadounidense)

AAC All Aluminum Conductor (Todo conductor de aluminio)

ACSR Aluminum Conductors Steel Reinforced (Conductor de

aluminio de acero reforzado)

kV Kilo-Volts

kVA Kilo-Volts-Amperes

m Metros

Cu Calibre

Ω Ohms

U Unidad

2F-3H Dos fases-tres hilos

3F-4H Tres fases-cuatro hilos

CCF Corta-Circuito Fusible




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Generalidades

La sección de estructuras de media tensión está prevista con los lineamientos siguientes:

Se consideran estructuras de líneas de media tensión todas aquellas que soporten conductores cuya

operación sea de 13 hasta 33 kV.

La identificación de las estructuras está codificada con base al tipo, de la posición de los diferentes

niveles y número de conductores en la estructura. Esto facilita su sistematización al momento de

presupuestar o requerir materiales.

En líneas de media tensión se consideran tramos cortos los menores de 65 m y tramos largos los

mayores de 65 m. Los primeros se construyen principalmente en zonas urbanas puesto que están

determinados por los tramos en instalaciones de baja tensión, en tanto que los segundos se construyen

por lo general en zonas rurales.

Un tramo flojo, es un tramo de línea menor de 40 m donde la tensión mecánica de los conductores es

menor al 40% de la indicada en las tablas de flechas y tensiones a la temperatura del lugar, al momento

de rematar.

Se consideran conductores ligeros hasta:

Cobre 2 AWG

ACSR 1/0 AWG

AAC 3/0 AWG

Conductores de calibre mayor se consideran pesados

El neutro corrido se puede instalar en la posición del cable de guarda. El uso del neutro en la posición

del guarda está limitado a líneas rurales 3F-4H, ubicadas en regiones con alta incidencia de descargas

atmosféricas o en casos especiales que lo requieran.

En líneas con cable de guarda o neutro corrido se debe instalar una bajante de tierra cada dos

estructuras, de acuerdo a la norma 09 00 02.

La bajante para tierra está compuesta por conductor de cobre conectadoa uno o varios

electrodos para tierra y equipos de la estructura. En conjunto, el sistema de tierra debe tener

la resistencia máxima indicada en el punto 4 de la norma 09 00 01. Si la resistencia es mayor

de los valores indicados, aplicar la norma 09 00 04.




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Los materiales para una bajante a tierra en áerea normales son:

Tabla 1 Materiales para bajante a tierra en áreas normales

MÓDULO DE MATERIALES

ESPECIFICACIÓN

O NRF CFE U DESCRIPCIÓN CORTA CANTIDAD

E0000-32 kg Alambre cu 4 2

56100-16 PZ Electrodo para tierra AC* 16 1

2D100-25 PZ Conectador mecánico para tierra MET-16 1

Los materiales para una bajante a tierra en condiciones de contaminación son:

Tabla 2 Materiales para bajante a tierra en condiciones de contaminación

MÓDULO DE MATERIALES

ESPECIFICACIÓN

O NRF CFE U DESCRIPCIÓN CORTA CANTIDAD

E0000-32 kg Alambre cu 4 2

56100-16 PZ Electrodo para tierra ACS 16 1

2D100-26 PZ Conector a compresión para electrodo para tierra CET-16

1

El orificio del ducto para la bajante a tierra en el poste

se ubica a 1.8 m del extremo superior y otro a 1.5 m de la base.

La bajante se instalará en el poste antes de hincarlo en

la cepa, dejando suficiente conductor libre para las conexiones.

Norma 09 00 001

La resistencia de tierra debe tener un valor máximo de 25Ω en tiempo de secas, cuando el

terreno este húmedo debe tener un máximo de 10Ω.

Figura 1 Poste con bajante a tierra




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Norma 09 00 04

a) Mejora a sistemas de tierra con contra-

antenas

La mejora de la resistencia de tierra con contra-

antena de conductor se efectúa cuando el valor

de la resistencia de tierra con un electrodo

rebasa el valor máximo de 25Ω y cuando la

adición de electrodos se dificulta por las

características del subsuelo, por lo que se puede

optar por instalar líneas radiales con conductor

de cobre desnudo de desperdicio partiendo

desde el electrodo ya instalado.

Estas líneas radiales van enterradas en una

zanja con profundidad mínima de 40 cm. En el

área urbana la ranura se hará entre el cordón y

la banqueta.

En primera instancia se abrirán dos zanjas en sentido longitudinal de la línea con una distancia de 5

m cada una (o la distancia que indique la experiencia de pruebas en terrenos similares). Se hace una

nueva prueba de resistencia y en función de los valores obtenidos se reducirá el número de zanjas y

su longitud para llegar al valor deseado. En áreas urbanas las siguientes zanjas se continuarán a las

anteriores. En áreas rurales las zanjas deben ser perpendiculares a la línea.

El calibre mínimo de conductor será Nº 4 AWG de cobre y debe conectarse al electrodo para tierra.

b) Mejora a sistema de tierra con

Bentonita.

1. Debido a que la resistividad del terreno

depende de la composición del mismo, se

hace necesario en algunos casos mejorar las

condiciones de resistividad. Uno de los

sistemas económicos y de la mayor

efectividad para abatir la resistividad es

mediante la aplicación de bentonita sódica.

2. El tratamiento a tierras con bentonita se

puede utilizar con electrodos o mediante el

uso de contra-antenas de conductores de cobre desnudo.

3. Para todos los casos donde se utilice bentonita la mezcla debe ser de 1.5 litros de agua por cada

Figura 2 Sistema de tierra con contra-antenas

Figura 3 Sistema de tierra con Bentonita




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kilogramo de bentonita. Esta mezcla se debe batir hasta obtener una masa uniforme y gelatinosa, una

vez terminado el trabajo se debe permitir el acceso al agua para mantener la humedad de la mezcla.

4. En terreno rocoso, se efectúan perforaciones con equipo neumático o moto-vibrador con una broca

de 5.08 cm de diámetro y de 150 cm de longitud. El número de perforaciones depende de las

características del terreno para obtener un valor máximo de 25Ω inmediatamente después de haber

efectuado la instalación, se elabora una parrilla con alambre de cobre semiduro desnudo, calibre Nº

4 AWG de una pieza (sin empalmes) para insertarse en las perforaciones. Ambos extremos del

alambre se unen con conectador, finalmente las zanjas y las perforaciones se llenan con una pasta

fluida de bentonita con agua. Como se muestra en la siguiente figura:

La perforación que se realice en banquetas y arroyo de calles para realizar los trabajos descritos en

los puntos anteriores, se debe reponer con material y acabados similares a los existentes.

c) Mejora a Sistema de tierra con electrodos.

En este caso, se hace una cepa de 45 cm de

diámetro por 1.50 m de profundidad en la

que se clava un electrodo de tierra

adicional al centro de la misma.

Posteriormente se llena la cepa con la

mezcla de bentonita y agua.

Posteriormente se agrega agua para que el

terreno se impregne bien con la mezcla.

d) Mejora a Sistema de tierra con contra-

antenas bentonita y electrodo.

Se instala la red de contra-antenas en la forma

indicada, se llena la zanja con una mezcla de

bentonita y agua a lo largo de las contra-antenas

del electrodo. Posteriormente se tapa la zanja

con la tierra extraída. Este sistema es apropiado

para terreno rocoso, como se muestra en la

figura siguiente:

Figura 4 Sistema de tierra con electrodos

Figura 5 Sistema de tierra con contra-antenas Bentonita y electrodo




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13

Para identificar las fases debe respetarse la convención establecida de nombrarlas como A, B y C, de

izquierda a derecha parado de frente a la fuente. Normalmente en las líneas de distribución no se

requiere transposiciones. Cuando sea necesaria la interconexión entre circuitos donde cambie la

posición de las fases, debe respetarse la forma de identificarlas.

En las estructuras tipo TS, PS, VS, C y HS, la posición de las crucetas se debe alternar en cada lado

del poste en líneas rurales. Aplica también para el soporte aislador AP-1.

La conexión de los transformadores monofásicos a la línea, se debe hacer proporcionalmente en las

tres fases para que el circuito quede balanceado.

En electrificación de colonias o fraccionamientos urbanos, las caídas de voltaje de la línea de media

tensión desde el punto de conexión al punto extremo o crítico de esa electrificación, no debe exceder

el 1%.

El conductor mínimo a utilizar en líneas de media tensión, es el cable de cobre 1/0, ACSR 1/0 y AAC

1/0.

Los conductores de cobre no requieren guardalíneas en los apoyos.

La selección de conductores para líneas de media tensión de distribución, se debe basar en un estudio

técnico - económico con las variables que el caso presente.

En condiciones de operación normal, el conductor de líneas de media tensión en disposición radial,

no debe exceder el 50% de su capacidad de conducción.

La regulación de voltaje permitida en líneas de media tensión partiendo desde la Subestación, debe

ser del 5% máxima.

Caída de tensión

Figura 6 Caída de tensión en red de media y baja




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Lista de materiales

Tipos de estructuras

NORMAS DE DISTRIBUCIÓN – CONSTRUCCIÓN – INSTALACIONES

AÉREAS EN MEDIA Y BAJA TENSIÓN

Nombre de la estructura Clave

05 T0 05 Te, sencilla, 3 fases, Neutro corrido TS3N

Figura 7 Estructura TS3N




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ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL

Tabla 3 Materiales del TS3N

MODULO DE MATERIALES

REF. No ESPECIFICACIONES O

NRF CFE U DESCRIPCIÓN CORTA

CANTIDAD

13kV 23kV 33kV

1 J6200-03 PZ Poste de concreto PCR-12C-750 1 1 1

2 2C900-19 PZ Cruceta C4T 1 1 1

3 2A100-05 PZ Abrazadera UC 2 2 2

4 52000-91 PZ Aislador 13PC o 13PCSL (1) 3 0 0



7 2A600-11 PZ Placa 1PC 4 4 4

8 2B200-12 PZ Bastidor B1 1 1 1

9 2A100-04 PZ Abrazadera 1BS 1 1 1

10 2C400-16 PZ Carrete H 1 1 1

11 Lote Bajante de tierra, ver 09 00 02 1 1 1

12 E0000-32 Lote Amarre Alambre de cobre, ver 07 FC 04 3 3 3

13 E0000-32 Lote Amarre Alambre de cobre, ver 10 00 05 1 1 1

14 55000-86 PZ Conectador, ver 07 CO 02 1 1 1




05 T0 10 Te, doble, 3 fases, Neutro corrido TD3N

Figura 8 Estructura TD3N




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ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL Tabla 4 Materiales TD3N


REF. No ESPECIFICACIONES

O NRF CFE U DESCRIPCIÓN CORTA

CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-19 PZ Cruceta C4T 2 2 2

3 2P200-49 PZ Perno DR 16 x 305 6 6 6




7 2B200-12 PZ Bastidor B1 1 1 1


9 2C400-16 PZ Carrete H 1 1 1

10 Lote Bajante de tierra 1 1 1

11 Lote Retenida 2 2 2

12 E0000-32 Lote Amarre Alambre de cobre 3 3 3


14 55000-86 PZ Conectador 1 1 1




05 V0 05 Volada, cruceta sencilla, 3 fases, Neutro corrido VS3N

Figura 9 Estructura VS3N




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ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL Tabla 5 Materiales VS3N




CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-19 PZ Cruceta C4V 1 1 1

3 2A100-05 PZ Abrazadera UC 2 2 2

4 67B00-04 PZ Tornillo 16 x 76 1 1 1

5 2T400-48 PZ Tirante T2 1 1 1





10 2B200-12 PZ Bastidor B1 1 1 1


12 2C400-16 PZ Carrete H 1 1 1

13 2A600-11 PZ Placa 1PC 4 4 4




17 55000-86 PZ Conectador 1 1 1




05 V0 08 Volada, doble cruceta, 3 fases, Neutro corrido

VD3N

Figura 10 Estructura VD3N




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ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL Tabla 6 Material del VD3N


REF. No ESPECIFICACIONES O NRF

CFE U DESCRIPCIÓN CORTA

CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-19 PZ Cruceta C4V 2 2 2

3 2P200-49 PZ Perno DR 16 x 305 6 6 6

4 67B00-04 PZ Tornillo 16 x 76 2 2 2

5 2T400-48 PZ Tirante T2 2 2 2





10 2B200-12 PZ Bastidor B1 1 1 1


12 2C400-16 PZ Carrete H 1 1 1





17 55000-86 PZ Conectador 1 1 1




05 V0 14 Volada, anclaje, 3 fases, Neutro corrido VA3N

Figura 11 Estructura VA3N




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ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL

Tabla 7 Material del VA3N


REF.

No

ESPECIFICACIONES O


CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-93 PZ Cruceta C4V 2 2 2

3 2P200-49 PZ Perno DR 16 x 305 6 6 6

4 67B00-04 PZ Tornillo 16 x 76 2 2 2

5 2T400-48 PZ Tirante T2 2 2 2


7 NRF-005 PZ Aislador 13SHL45C 2 2 2






13 2A100-36 PZ Tuerca de ojo 6 6 6

14 2B200-12 PZ Bastidor B1 2 2 2

15 2A100-02 PZ Abrazadera 2BD 1 1 1

16 2C400-16 PZ Carrete H 2 2 2

17 2A600-11 PZ Placa 1PC 2 2 2

18 2P200-40 PZ Perno 1PO 1 1 1

19 2G200-30 PZ Grapa remate 8 8 8



22 Lote Amarre Alambre de cobre 3 3 3

23 55000-86 PZ Conectador 1 1 1




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20




05 R0 05 Remate, poste, 2 fases, Neutro corrido RD2N

ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL Tabla 8 Material del RD2N


REF.

No

ESPECIFICACIONES O


CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-19 PZ Cruceta C4R 2 2 2

3 2P200-49 PZ Perno DR 16 x 457 4 4 4


5 2D100-29 PZ Dado 46RT 2 2 2





10 2A100-03 PZ Abrazadera 2AG 1 1 1



13 55000-86 PZ Conectador 1 1 1

Figura 12 Estructura RD2N




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21




05 R0 05 Remate, poste, 3 fases, Neutro corrido RD3N

ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL Tabla 9 Material del RD3N




CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-19 PZ Cruceta C4R 2 2 2

3 2P200-49 PZ Perno DR 16 x 457 4 4 4


5 2M300-37 PZ Moldura RE 1 1 1

6 2D100-29 PZ Dado 46RT 2 2 2








14 55000-86 PZ Conectador 1 1 1

Figura 13 Estructura RD3N




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22




05 R0 08 Remate, doble, 3 fases, Neutro corrido RD3N/RD3

ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL Tabla 10 Material del RD3N/RD3


REF.

No

ESPECIFICACIONES O


CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-19 PZ Cruceta C4R 4 4 4

3 2P200-49 PZ Perno DR 16x457 8 8 8






9 52000-91 PZ Aislador 13PC o 13PCSL(1) 2 0 0



12 2D100-29 PZ Dado 46RT 4 4 4






18 55000-86 PZ Conectador 1 1 1

19 55000-88 PZ Conectador CDP 3 3 3

Figura 14 Estructura RD3N/RD3




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23




05 A0 05 Anclaje, doble cruceta, 3 fases, Neutro corrido AD3N

ESTRUCTURA CON CRUCETA DE FIERRO CANAL Tabla 11 Material del AD3N




CANTIDAD

13kV 23kV 33kV


2 2C900-19 PZ Cruceta C4R 2 2 2

3 2P200-49 PZ Perno DR 16x457 4 4 4

4 2D100-29 PZ Dado 46RT 2 2 2











15 2G400-00 PZ Grillete GA1 (2) 8 8 8




19 55000-86 PZ Conectador 1 1 1

Figura 15 Estructura AD3N




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24

Estructura de Baja Tensión 1. Las tensiones eléctricas de las líneas de baja tensión están normalizadas como: Tabla 12 Estructuras de baja tensión

SISTEMA TENSIÓN ELÉCTRICA

2F – 3H 120/240 V

3F – 4H 220Y/127 V

Las líneas de baja tensión se instalan en un nivel inferior a las líneas de media tensión y de equipos.

Los conductores que se utilizan en instalaciones de baja tensión deben ser de acuerdo a especificación

CFE E0000-09, CONDUCTORES MÚLTIPLES PARA DISTRIBUCIÓN AÉREA HASTA 600 V

PARA 75º C, con el cable mensajero de ACSR para fases de aluminio o de cobre con fases de cobre.

El forro es una cubierta aislada que evita fallas por contactos momentáneos con objetos o ramas de

árboles.

2. Las características físicas y mecánicas de los conductores que se utilizan en instalaciones de baja

tensión con conductores múltiples, son diferentes a los que se utilizan en líneas de media tensión con

conductores desnudos; por lo tanto, las flechas y tensiones para la instalación de cables múltiples

debe ser de acuerdo con las tablas incluidas en la norma 10 FT 00.

3. El cable mensajero para AAC es de ACSR y se remata con preformado y el de cobre se remata

entorchado.

4. Cuando el material de la acometida es diferente al de la red, esta se instalará utilizando el

conectador adecuado, de acuerdo a la norma 07 CO 02, evitando la conexión de acometidas de cobre

con aluminio.

5. La longitud mínima del poste para instalaciones de baja tensión será de 9 m.

6. El cable mensajero neutro se ubica en la parte superior del bastidor y se fija en un aislador 1C,

tanto en estructuras de paso como de remate y a continuación se colocarán las fases.

7. Cuando se presenten nuevos desarrollos habitacionales para electrificación distantes y no exista

neutro corrido se debe interconectar con el neutro más próximo utilizando los postes para línea de

media tensión.

8. El criterio que se establece en estas normas en referencia al uso de conductor múltiple, se refiere a

todas aquellas poblaciones urbanas menores a 10,000 habitantes y en el caso a las mayores a 10,000

habitantes el diseño del tipo de red a construir será subterráneo o híbrido, definido por cada una de

las Divisiones de Distribución en el área de su ámbito. En Zonas con muy alta contaminación se debe

construir subterráneo.




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25

9. El cable mensajero neutro de las instalaciones de baja tensión, se debe aterrizar en los remates, sin

conexión a la retenida.

10. El claro máximo en instalaciones de baja tensión depende del tipo de conductor múltiple y de la

altura del poste, vea norma 10 FT 01.

11. Solo las retenidas de poste a poste empleadas con instalaciones de baja tensión se deben conectar

al neutro del sistema, realizando la función de neutro corrido.

12. Las retenidas para instalaciones de baja tensión llevaran aislador del tipo R.

13. La regulación de voltaje en las instalaciones de baja tensión será de un máximo de 5% en áreas

trifásicas y de 3% en áreas monofásicas en condiciones de demanda máxima.

14. En instalaciones de baja tensión con conductores de cobre en ambientes contaminados, las

retenidas de poste a poste deben ser con cable ACS conectando los extremos de los neutros

adyacentes. El calibre del cable ACS será el equivalente mecánico al de acero galvanizado y deberá

tener una conductividad equivalente a la del neutro de mayor calibre instalado entre los tramos. Las

características del cable ACS se muestran en la norma 06 00 03.

Figura 16 Retenida, poste-poste CU-ACS

15. El conductor de fase mínimo a utilizar en líneas de baja tensión con material de cobre será 1/0.

16. Para instalaciones con conductor de aluminio puro (AAC) será el Nº 1/0 AWG.

17. Solo se construirán instalaciones de baja tensión en vía pública.

18. Se deberá mantener la altura de la instalación de baja tensión lo más uniformemente posible en




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base a la que determine el poste de 9 m, independientemente de que esté sujeta a estructuras para

líneas de media tensión.

19. En avenidas o calles con o sin camellón cuya distancia entre cordones sea mayor de 20 m, se debe

instalar línea de baja tensión en ambas aceras, evitando con esto el cruce de acometidas.

20. La instalación del bastidor para fijación de instalaciones de baja tensión se hará con abrazaderas

BS, BD o fleje de acero.

1. Esta norma muestra las estructuras de baja tensión más usuales tanto para sujetar conductores

múltiples de cobre como de AAC.

2. En el caso de fijar la baja tensión en estructuras para líneas de media tensión utilice fleje de acero

inoxidable o abrazadera 2B*. El asterisco indica que el campo puede tener diferente letra (S o D).

3. En los bastidores B* (el asterisco indica el número de espacios para los aisladores) Ejemplo: un

bastidor B2 indica que se trata de un bastidor con espacio para dos aisladores.

4. Las retenidas se seleccionan según la norma 06 00 00.

5. Los puentes de conexión entre líneas de baja tensión serán horizontales, moldeados y

preferentemente por el lado de la calle.

Notas:

1.- La longitud

máxima de las

instalaciones de

baja tensión no

debe exceder a

100 m, a cada lado

del

transformador.

2.- Debe utilizarse preferentemente sistema monofásico salvo aquellos casos en que se prevea que

habrá cargas trifásicas.

3.- Las capacidades de los transformadores tipo poste serán preferentemente de 15 y 25 kVA en

poblados rurales y 25, 37,5 y 50 kVA en perímetros urbanos.

4.- En áreas urbanas se considera invariablemente la instalación de baja tensión, con conductor

calibre 3/0 AWG para AAC y conductor calibre 1/0 AWG para Cobre.

5.- Deberá limitarse el uso del cobre en áreas donde se justifique técnica y económicamente.

Figura 17 Especificaciones en líneas de BT




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ESTRUCTURA DE PASO 3F-4H

Tabla 13 Materiales de la estructura 1P4


REF.

No

ESPECIFICACIONES O


MATERIAL

COBRE AAC

2+1 3+1 2+1 3+1

CANTIDAD

1 J6200-03 Pz Poste de concreto PCR-9-400 - - 1 1

2 J6200-03 Pz Poste de concreto PCR-9C-400 1 1 - -

3 2ª100-04 Pz Abrazadera 1BS (1) 1 1 1 1

4 2ª100-04 Pz Abrazadera 1BD (1) 1 1 1 1

5 2B200-12 Pz Bastidor B* (2) 1 1 1 1

6 2B200-12 Pz Bastidor B1 1 1 1 1

7 52000-55 Pz Aislador 1C 4 5 4 5

NOTA.

1. Se podrá sustituir la abrazadera por fleje de acero inoxidable conforme a la especificación

2G000-97.

2. Utilice bastidor B3 para cable múltiple (2+1) o B4 para (3+1).

3. Conectadores unión utilizados para elaborar puentes.

4. Conectadores utilizados para la derivación de acometidas.

5. Conectadores utilizados para la conexión del cable mensajero al bajante de tierra.

Figura 18 Estructura de paso 3F-4H




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ESTRUCTURA DE REMATE 3F-4H

Tabla 14 Material de la estructura 1R4


REF. No ESPECIFICACIONES O NRF CFE

U DESCRIPCIÓN CORTA MATERIAL

COBRE AAC

2+1 3+1 2+1 3+1

CANTIDAD



3 2A100-04 Pz Abrazadera 1BS (1) 1 1 1 1

4 2A100-04 Pz Abrazadera 1BD (1) 1 1 1 1

5 2B200-12 Pz Bastidor B* (2) 1 1 1 1

6 2B200-12 Pz Bastidor B1 1 1 1 1

7 52000-55 Pz Aislador 1C 4 5 4 5

8 Pz Conectador 3 4 3 4


10 51000-69 Pz Remate P ACSR * (5) - - 1 1

11 E0000-06 m Alambre de cobre TW 10 1 2 1 2

12 Lote Retenida 1 1 1 1

13 Lote Bajante de tierra 1 1 1 1





12 E0000-31 Lote Alambre Aluminio suave 4 - - 1 1

13 E0000-32 Lote Amarre Alambre de cobre 1 1 - -

14 Lote Bajante de tierra 1 1 1 1

Figura 19 Estructura de remate 1R4




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ESTRUCTURA DE ANCLAJE

Tabla 15 Materiales de la estructura de Paso-Anclaje 1P3


REF.

No

ESPECIFICACIONES

O NRF CFE

U

DESCRIPCIÓN CORTA

MATERIAL

COBRE AAC

2+1 3+1 2+1 3+1

CANTIDAD





5 2B200-12 Pz Bastidor B* (2) 1 1 1 1

6 2B200-12 Pz Bastidor B1 2 2 2 2

7 52000-55 Pz Aislador 1C 4 5 4 5




NOTA.


2G000-97.


3. Conectadores utilizados para la derivación de acometidas

4. Para cobre se utilizará el conectador adecuado de cobre.

5. Seleccione de acuerdo al calibre del cable mensajero.

Figura 20 Estructura de Paso-Anclaje




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12 51000-69 Pz Remate preformado - - 2 2


ESTRUCTURA CON CONEXIÓN A TRANSFORMADOR TIPO POSTE Figura 21 Estructura con Conexión a transformador

Tabla 16 Material de la estructura con conexión a transformador




MATERIAL

COBRE AAC

2+1 3+1 2+1 3+1

CANTIDAD





5 2B200-12 Pz Bastidor B* (2) 1 1 1 1

6 2B200-12 Pz Bastidor B1 2 2 2 2

7 52000-55 Pz Aislador 1C 4 5 4 5

NOTA.


2G000-97.








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13 51000-69 Pz Remate preformado - - 2 2


CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES A BT

1. Este ensamble muestra la forma para sujetar el cable de cobre aislado de los puentes del

transformador sobre el bastidor.

2. Se deben colocar tres amarres en los puentes, uno en el punto de unión, otro en el puente de

separación y otro más en el punto medio de ambos.

NOTA.


2G000-97.




5. Conectadores utilizados para la conexión a las salidas de baja tensión del transformador.





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3. La sujeción de los conductores a los aisladores debe hacerse conforme a norma 10 00 05.

Corta circuito fusible (CCF) PORCELANA

APD – CPV

Descripción general

Los balancines del portafusible y el portatubo están fundidos en una aleación de cobre

resistente a la corrosión, y su resistencia mecánica soporta la presión de los contactos cuando

están en posición de cerrado.

Los aislamientos son fabricados con porcelana de alta resistencia mecánica y eléctrica

cumpliendo ampliamente con su respectivo Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (N.B.A.I)

para garantizar su buen funcionamiento.

Los tubos portafusible están fabricados con fibra de vidrio y resina epóxica para soportar los

esfuerzos mecánicos y eléctricos al momento de su operación.

Características

De acuerdo a su diseño puede instalarse en los diferentes

niveles de contaminación. Así como en sistemas de

distribución de energía eléctrica con tensiones nominales

de 13,8 kV; 23 kV y 34,5 kV.

Los cortacircuitos de 15 kV y 27 kV a 12 000 amperes

(A) asimétricos cubren las corrientes interruptivas

inferiores.

Los cortacircuitos de 38 kV a 5 000 amperes (A)

asimétricos cubren las corrientes interruptivas inferiores. Aplicaciones

Se utiliza para la protección contra fallas de

sobrecorriente de transformadores, bancos de capacitores,

equipo de medición y líneas de distribución secundarias

para corriente nominal de 100 amperes (A), con diferente Nivel Básico de Aislamiento al

Impulso (N.B.A.I) y distintas capacidades interruptivas

asimétricas Ventajas

Máxima seguridad en el sistema por la calidad del herraje y el aislamiento en porcelana. [1]

Figura 22 CCF porcelana APD – CPV




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Acotación

CCF: Cortacircuito fusible

C: Contaminación y corrosión

15: Tensión máxima de diseño



100: Corriente nominal

110: Nivel básico de aislamiento al impulso



12000: Corriente máxima de interrupción asimétrica

5000: Corriente máxima de interrupción asimétrica

APD: Cortacircuito en un solo aislador de porcelana en columna recta

CPV: Cortacircuito en dos aisladores de porcelana en forma “V”

Tabla 17 CCF's descripción

CÓDIGO CAT. DESCRIPCIÓN MASTER

310720 APD-1512100 Cortacircuito porcelana APD-1512100 1



311449 CPV-1512100 Cortacircuito porcelana CPV-1512100 1



325110 APDC-1512100 Cortacircuito porcelana APDC-1512100 1



385973 CPVC-1512100 Cortacircuito porcelana CPVC-1512100 1



Normas aplicables

CFE V4110-03

NMX-J-149-2

IEC 60282-2

IEC 62672




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Tipo de cables

Cables de baja tensión, múltiple para distribución aérea tipo PSD, aluminio, 600 V, HDPe, 75°C

Descripción

1. Conductor: cable forrado por uno, dos o tres conductores de aluminio 1350, reunidos

entre si con un conductor neutro mensajero desnudo de Aluminio o ACSR.

2. Aislamiento: Individual termosplástico de Polietileno de alta densida (HDPe) en color

negro, lo que da la propiedad de ser resistente a la luz solar.

Especificaciones técnicas

Tensión máxima de operación: 600 V.

Temperatura máxima de operación en el conductor 75°C.

NMX-J-032 Conductores – cable de aluminio 1350 con cableado concéntrico, para usos

electricos

Especificaciones.

NMX-J-061 Conductores – Cables multiconductorespara dsitribución aéreas o subterráneas a baja

tensión – Especificaciones.

CFE-E0000-09 Conductores multiples para distribución aéreas hasta 600 V para 75°C.

Aplicaciones

Se usan plincipalmente en sistemas de distribución aérea de energía eléctrica en baja tensión y como

acometida aérea de servicio secundarios.

Empaque

Rollo a carrete de 200 m, 250 m ó 500 m de acuerdo a la especificación CFE-E0000-09.

Certificación

Figura 23 Conductor




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Información Técnica

Tabla 18 Cable múltiple AAC-AAC

Tabla 19 Cable múltiple AAC-ACSR

Los datos dimensionales, de pesos y parámetros eléctricos, están sujetos a variaciones por los

procesos de fabricación y por las tolerancias indicadas en las Normas y Especificaciones de

referencia.

CONDUCTOR DE FASE (Aluminio) CONDUCTOR NEUTRO-MENSAJERO (Aluminio)

Construcción Calibre

Área nominal de la sección transversal

Número de hilos

Espesor nominal del aislamiento

Calibre Área nominal de la selección

transversal Número de hilos

Peso total aprox.

AWG mm2 mm AWG mm2 kg/km

(1+1)8 8 8.37 7 1.15 8 8.37 7 66

(1+1)6 6 13.3 7 1.15 6 13.3 7 99

(2+1)6 6 13.3 7 1.15 6 13.3 7 160

(2+1)2 2 33.6 7 1.15 2 33.6 7 360

(3+1)6 6 13.3 7 1.15 6 13.3 7 221

(3+1)4 4 21.2 7 1.15 4 21.2 7 328

(3+1)2 2 33.6 7 1.15 2 33.6 7 493

(2+1)1/0-2 1/0 53.5 19 1.52 2 33.6 7 513

(2+1)3/0-1/0 3/0 85 19 1.52 1/0 53.5 19 778

(3+1)1/0-2 1/0 53.5 19 1.52 2 33.6 7 666

(3+1)3/0-1/0 3/0 85 19 1.52 1/0 53.5 19 1091

CONDUCTOR DE FASE (Aluminio)

CONDUCTOR NEUTRO-MENSAJERO

(Aluminio)


Área

nominal de

la sección

transversal

Número

de hilos

Espesor

nominal del

aislamiento Calibre

Área

nominal de

la selección

transversal

Número

de hilos

Peso total

aprox.


(2+1)1/0-2 1/0 53.5 19 1.52 2 33.6 6 Al / 1 Ac 556

(3+1)1/0-3 1/0 53.5 19 1.52 2 33.6 6 Al / 1 Ac 765

(2+1)3/0-1/0 3/0 85 19 1.52 1/0 53.5 6 Al / 1 Ac 846

(3+1)3/0-1/1 3/0 85 19 1.52 1/0 53.5 6 Al / 1 Ac 1160




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Cable De baja tensión, múltiple para distribución aérea PSD, Aluminio, 600 V, AAC-ACSR,

HDPe, 75°C

Descripción

1. Conductor: Cable forrado por uno, dos o tres conductores de aluminio 1350, reunidos

entres si con un conductor neutro mensajero desnudo de cable ACSR.

2. Aislamiento: individual termoplástico de Polietileno de alta densidad (HDPe) en color

negro, lo que da la propiedad de ser resistente a la luz solar.

Especificaciones Técnicas

Tensión máxima de operación: 600 V. Temperatura máxima de operación en el

conductor 75°C.

NMX-J-032 Conductores- cable de aluminio 1350 con cableado concéntrico, para usos

eléctricos-Especificaciones.

NMX-J-058 Conductores- cable de aluminio con cableado concéntrico y alma de acero (ACSR)-

Especificaciones.

NMX-J-054 Conductores- Alambres y cables aislados con polietileno, para instalaciones tipo

intemperie – Especificaciones.

Aplicaciones

Se usan principalmente en sistemas de distribución aéreas de energía eléctrica en baja tensión. Se usa

como acometida aérea de servicios secundarios.

Embalajes

Tipo: caja o carrete.

Dimensiones del tramo: 100 M, 500M, 1000M, etc. Tramos especiales de fabricación a verificar con

asesor comercial.

Figura 24 Conductor




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Información técnica.

Tabla 20 Cable múltiple AAC-ACSR

CONDUCTOR DE FASE (Aluminio) CONDUCTOR NEUTRO-MENSAJERO

(Aluminio)


Área nominal de la sección transversal

Número de hilos

Espesor nominal del aislamiento

Calibre

Área nominal de la

selección transversal

Número de hilos

Peso total aprox.


(1+1)6 6 13.3 7 1.15 6 13.3 6 Al / 1 Ac 116

(1+1)4 4 21.2 7 1.15 4 21.2 6 Al / 1 Ac 176

(1+1)2 2 33.6 7 1.15 2 33.6 6 Al / 1 Ac 270

(2+1)6 6 13.3 7 1.15 6 13.3 6 Al / 1 Ac 177

(2+1)4 4 21.2 7 1.15 4 21.2 6 Al / 1 Ac 266

(2+1)2 2 33.6 7 1.15 2 33.6 6 Al / 1 Ac 403

(2+1)1/0-2 1/0 53.5 19 1.52 2 33.6 6 Al / 1 Ac 556

(2+1)1/0 1/0 53.5 19 1.52 1/0 53.5 6 Al / 1 Ac 637

(2+1)2/0 2/0 67.4 19 1.52 2/0 67.4 6 Al / 1 Ac 787

(2+1)3/0-1/0 3/0 85 19 1.52 1/0 53.5 6 Al / 1 Ac 846

(3+1)6 6 13.3 7 1.5 6 13.3 6 Al / 1 Ac 238

(3+1)4 4 21.2 7 1.5 4 21.2 6 Al / 1 Ac 355

(3+1)2 2 33.6 7 1.5 2 33.6 6 Al / 1 Ac 536

(3+1)1/0-2 1/0 53.5 19 1.52 2 33.6 6 Al / 1 Ac 765

(3+1)1/0 1/0 53.5 19 1.52 1/0 53.5 6 Al / 1 Ac 847

(3+1)2/0 2/0 67.4 19 1.52 2/0 67.4 6 Al / 1 Ac 1043

(3+1)3/0-1/0 3/0 85 19 1.52 1/0 53.5 6 Al / 1 Ac 1160

(3+1)3/0 3/0 85 19 1.52 3/0 85 6 Al / 1 Ac 1290

Los datos dimensionales, de pesos y de parámetros eléctricos, están sujetos a variaciones por

los procesos de fabricación y por las tolerancias indicadas en las Normas y Especificaciones

de referencia. [2]

Certificación.




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38

1. Introducción

Las líneas de media tensión, son aquellas que se utilizan en la distribución de la energía eléctrica en

ciudades, zonas rurales y provincias. La media tensión es el término que se utiliza para referirse a las

instalaciones eléctricas con tensión nominal de entre 1 y 36 kV.

Las líneas salen del centro del transformador para distribuir la energía a los consumos de baja tensión.

Las líneas de baja tensión son aquellas que distribuyen la energía eléctrica con una tensión asignada

de 1 a 1000 V, sin exceder el rango permisible. [3]

El proyecto nace de la necesidad de satisfacer un mejor funcionamiento de distribución de la energía

eléctrica para un mejor aprovechamiento y utilización; así también, para reducir las pérdidas técnicas

de energía en el circuito CRI04030 y seguridad para el usuario de baja tensión.

Hace enfoque a todos los aspectos que se toman en cuenta al diseñar las líneas de media tensión y

baja tensión; desde el punto de condiciones climáticas, como tipo de materiales, construcción,

estructuras de postes, tipos de estructura en baja tensión, tipos de conexiones en baja/medias tensión,

tipo de topografía, aisladores, longitud, resistividad, etc.

En el siguiente apartado estudiaremos el comportamiento de las pérdidas técnicas en líneas de baja

tensión como también, el efecto que esta causa en el circuito CRI04030. Se pretende localizar y

estudiar las pérdidas, en cada sección del sistema eléctrico, recopilar datos acerca de los usuarios, su

consumo y demanda. Determinar la posición más adecuada de los TAPS en transformadores de

distribución para el mejoramiento del circuito y reducir las pérdidas en el ramal los alcanfores.




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39

1.2 Metodología

INICIO

Obtención del perfil de

demanda del medidor del

circuito y del ramal.

Diagrama de flujounifilar 1. Diagrama de flujo unifilar del proceso MT

Elaboración del plano de la red

eléctrica en media tensión.

Identificar la posición del tap en transformadores de

distribución, toma de voltaje y carga.

SI

SI

SI

SI

Corrección y

Evaluación

Análisis de flujo de potencia en MT

Elaboración de los

modelos eléctricos en

Synergi Media Tensión

NO

SI

¿Se obtuvo convergencia de flujos

de potencia?

NO

Determinar pérdidas técnicas de energía en MT condición actual

SI

Análisis del perfil de voltaje en MT SI

Reconfiguración de los taps en transformadores de distribución, toma de voltaje y carga.

FIN




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40

INICIO

Elaboración del plano de la red

eléctrica en baja tensión.

Toma de lectura a medidores de

Baja Tensión (BT).

Elaboración de los

modelos eléctricos en

Synergi Baja Tensión

Análisis de flujo de potencia en BT

Determinar pérdidas técnicas de energía en

BT, condición actual.

Análisis del perfil de voltaje en BT.

¿ANALIZÓ

Y CREÓ?

Reconfiguración de los taps en transformadores de

distribución, toma de voltaje y carga.

Determinación de pérdidas técnicas de energía en

BT condición proyectada.

FIN

CORRECCIÓN

Y

EVALUACIÓN

NO

NO

SI

SI

SI

SI

SI

SI

SI

Diagrama unifilar de flujo 2. Diagrama de flujounifilar del proceso BT




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41

1.3 Descripción de la empresa

CFE Distribución tiene por objeto realizar las actividades necesarias para prestar el servicio público

de distribución de energía eléctrica, así como para llevar acabo, entre otras actividades, el

financiamiento, instalaciones, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura

necesaria para presentar el servicio público de distribución.

Actualmente, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es una empresa productiva del estado,

propiedad exclusiva del Gobierno Federal, con personalidad jurídica y patrimonio propio, que goza

de autonomía técnica, operativa y de gestión, conforme a lo dispuesto a la Ley de la Comisión Federal

de Electricidad.

Tiene el compromiso de mejorar la calidad de vida y la competitividad de los negocios de 10.837

millones de personas.

Brindar un servicio de excelencia con cultura de valores de nuestra gente, asegurando la salud

financiera de las empresas y la lealtad de los clientes.

1.3.1 Misión

Proporcionar el servicio público de distribución de energía eléctrica a nuestros clientes, con redes

generales de distribución eficientes, de calidad, confiable y segura, garantizando la rentabilidad y

sustentabilidad de la empresa en beneficio de la sociedad y el estado mexicano.

1.3.2 Visión

Ser líder en la distribución de energía eléctrica, estable, innovadora y respetuosa del entorno con

clientes satisfechos, colaboradores seguros e íntegros en un clima laboral que favorezca su liderazgo,

desarrollo y calidad de vida.

1.3.3 Valores

Trabajo en equipo, integridad, competitividad, excelencia en el servicio, responsabilidad social e

innovación.

Área de trabajo: Departamento de Planeación - Oficina de Estudios de Planeación.

El Departamento de Planeación de la Zona San Cristóbal, está compuesto por una jefatura de

departamento y 3 oficinas, en la Oficina de Estudios de Planeación, se realiza dentro de las actividades

más relevantes, la planeación del sistema eléctrico a corto y mediano plazo, la optimización de la red

existente y la digitalización de las redes de distribución, con el fin de mantener una red de distribución

eficiente y satisfacer la demanda incremental con menor índice de pérdida técnicas de energía y caída

de tensión, así como también se realiza el cálculo de la capacidad de alojamiento para interconectar

la generación distribuida y se determinan las obras necesarias para incrementar la capacidad de

alojamiento.




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42

Depto de Planeación Zona

Of de Planeación Of de Atención de Solicitudes

Electrificación

Técnico

Of Proyectos y Construcción

Asistente del Departamento

Organigrama de la estructura del Departamento de Planeación

1.4 Problemas a resolver

Las redes de distribución presentan características muy particulares que las diferencian de las redes

de transmisión; entre estas se distinguen, múltiples conexiones (trifásica, bifásica, monofásica), carga

de distintas naturalezas, topología mayormente radial. Una de muchas problemáticas que se tienen en

el ramal los alcanfores, circuito CRI04030, son las pérdidas técnicas de energía en líneas de baja

tensión, que afectan al usuario, como a la compañía distribuidora.

Las pérdidas técnicas en líneas aéreas de baja tensión ha sido una problemática, que no se puede

erradicar. Surge a partir de diversos factores que intervienen en el proceso de distribución de la fuente

hacia la carga con respecto a la distancia y características del conductor.

Las pérdidas de energía suelen ser causadas por algunos factores tales como, tipos de conexiones,

distancias/longitud, material y calibre del conductor, magnitud de la carga.

Los sistemas de redes de distribución aéreas son normalmente monofásicos y trifásicos para baja

tensión, mediante cables aislados trenzados en haz formados por tres conductores de fase (aluminio)

y un conductor neutro; este último autoportante de aleación de aluminio duro (Almelec) o pueden ser

construidas con cables desnudos con material de aluminio con alma de acero (ACSR), los calibres

más comunes para ambos casos se encuentran entre 2 y 3/0.

Para áreas de contaminación salina se tienen instalaciones tanto en media como en baja tensión




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construidas con material de cobre.

De acuerdo a la información estadística de la CFE Distribución, se identifica que las pérdidas técnicas

a partir del año 2012 han tenido incrementos en los porcentajes de pérdidas en kWh en las líneas de

baja tensión. Se calcula un porcentaje de incremento del 1.15% en la longitud de línea de baja tensión

equivalente a 692.432 km de baja tensión del año 2012 al 2018, el incremento en pérdidas técnicas

de energía es del 1.37% equivalente a 14.43 GWh del año 2012 al 2018; el desglose de las pérdidas

de energía por nivel de tensión se realiza anualmente.

Pérdidas técnicas de energía eléctrica.

El problema primordial y que radica en torno al proyecto, son las pérdidas técnicas de energía

eléctrica, se precisa conocer acerca del fenómeno de pérdidas en líneas aéreas de distribución, se hace

enfoque a las pérdidas en líneas aéreas de distribución de baja tensión que está estrechamente

relacionadas con la caída de tensión, carga, longitud y características del conductor de la red.

Costo beneficio

En muchos casos, la implementación de equipos eléctrico-mecánicos para la distribución de energía

eléctrica en redes, el diseño de nuevas redes de distribución aéreas o la determinación de posición de

los TAPS de los transformadores de distribución; son algunos métodos que se implementan a la hora

de reducir pérdidas de energía; por lo usual el costo beneficio puede llegar a ser alto como también

bajo. Se pretende hacer el estudio económico que demandan los métodos de mejora al sistema.

Obtener un margen de aceptación dentro del rango de estabilidad de pérdidas de distribución

eléctrica y analizar, que procedimiento nos mantiene dentro del rango de aceptación y a que

costo conviene más la implementación de la mejora.

1.5 Objetivos

OBJETIVOS GENERALES.

Reducir pérdidas técnicas por control de voltaje en baja tensión.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Determinar la posición específica de los TAPS en transformadores de distribución para

una regulación de la tensión más eficiente en demanda máxima y en demanda mínima.

1.6 Justificación

Actualmente se tiene el 4.5% de pérdidas técnicas de energía en baja tensión en el ramal de Los

Alcanfores del circuito CRI04030, equivalente a 65,641 kWh por lo que se presenta el proyecto para

reducir las pérdidas técnicas de energía por control de voltaje mediante el ajuste de los taps en

transformadores de distribución.




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Con lo anterior, se podrá reducir el porcentaje de pérdidas técnicas a un bajo costo, sin tener que

modificar la red existente en primera instancia, logrando la satisfacción del cliente en cuanto a la

calidad de la tensión de suministro ya que los equipos estarían operando dentro del rango de tensión

para el que fueron diseñados.

2. Marco Teórico

2.1 Caída de tensión

La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en calcular la sección mínima

normalizada que satisface simultáneamente las tres condiciones siguientes.

a) Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento.

La temperatura del conductor del cable, trabajando a plena carga y en régimen permanente, no deberá

superar en ningún momento la temperatura máxima admisible asignada de los materiales que se

utilizan para el aislamiento del cable. Esta temperatura se especifica en las normas particulares de los

cables y suele ser de 70ºC para cables con aislamiento termoplásticos y de 90ºC para cables con

aislamientos termoestables.

b) Criterio de la caída de tensión.

La circulación de corriente a través de los conductores ocasiona una pérdida de potencia transportada

por el cable, y una caída de tensión o diferencia entre las tensiones en el origen y extremo de la

canalización. Esta caída de tensión debe ser inferior a los límites marcados por el Reglamento en cada

parte de la instalación, con el objeto de garantizar el funcionamiento de los receptores alimentados

por el cable. Este criterio suele ser el determinante cuando las líneas son de larga longitud por ejemplo

en derivaciones individuales que alimenten a los últimos pisos en un edificio de cierta altura.

c) Criterio de la intensidad de cortocircuito.

La temperatura que puede alcanzar el conductor del cable, como consecuencia de un cortocircuito o

sobreintensidad de corta duración, no debe sobrepasar la temperatura máxima admisible de corta

duración (para menos de 5 segundos) asignada a los materiales utilizados para el aislamiento del

cable. Esta temperatura se especifica en las normas particulares de los cables y suele ser de 160ºC

para cables con aislamiento termoplásticos y de 250ºC para cables con aislamientos termoestables.

Este criterio, aunque es determinante en instalaciones de alta y media tensión no lo es en instalaciones

de baja tensión ya que por una parte las protecciones de sobreintensidad limitan la duración del

cortocircuito a tiempos muy breves, y además las impedancias de los cables hasta el punto de

cortocircuito limitan la intensidad de cortocircuito.

En este capítulo se presentarán las fórmulas aplicables para el cálculo de las caídas de tensión, los

límites reglamentarios, así como algunos ejemplos de aplicación. Todo el planteamiento teórico que

se expone a continuación es aplicable independientemente del tipo del material conductor (cobre,

aluminio o aleación de aluminio). La mayoría de los ejemplos se centran en los cálculos de caídas de

tensión en instalaciones de enlace, aunque la teoría es también aplicable a instalaciones interiores.




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2.1.1 Calculo de caída de tensión

La expresión que se utiliza para el cálculo de la caída de tensión que se produce en una línea se obtiene

considerando el circuito equivalente de una línea corta (inferior a unos 50 km.), mostrado en la figura

siguiente, junto con su diagrama vectorial.

Figura 25 Circuito equivalente de una línea corta

Figura 26 Diagrama vectorial

Debido al pequeño valor del ángulo entre las tensiones en el origen y extremo de la línea, se puede

asumir sin cometer prácticamente ningún error, que el vector UU1 es igual a su proyección horizontal,

siendo por tanto el valor de la caída de tensión.

U = UU1-U2 U AB + BC = R I cos + XI sen. [A]

Como la potencia transportada por la línea es:

P= 3 U

U1 I cos (en trifásico) [B]

P= UU1 I cos (en monofásico) [C]

Basta con sustituir la intensidad calculada en función de la potencia en la fórmula [A], y tener en

cuenta que en trifásico la caída de tensión de línea será raíz de tres veces la caída de tensión de fase

calculada según [A], y que en monofásico habrá que multiplicarla por un factor de dos para tener en

cuenta tanto el conductor de ida como el de retorno.




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Caída de tensión en un sistema trifásico:

U III = (R + X tan ) (P / UU1) [D]

Caída de tensión en un sistema monofásico:

U I = 2 (R + X tan ) (P / UU1) [E]

Donde:

U Caída de tensión de línea en trifásico en voltios U Caída de tensión en monofásico en voltios. R Resistencia de la línea en X Reactancia de la línea en P Potencia en vatios transportada por la línea. U

U1 Tensión de la línea según sea trifásica o monofásica, (220V en trifásico, 240V en monofásico)

tan Tangente del ángulo correspondiente al factor de potencia de la carga.

La reactancia, X, de los conductores varía con el diámetro y la separación entre conductores. En el

caso de redes de distribución aéreas trenzadas es sensiblemente constante al estar los conductores

reunidos en haz, siendo del orden de X= 0,1 /km, valor que se puede utilizar para los cálculos sin

error apreciable. En el caso de redes de distribución subterráneas, aunque se suelen obtener valores

del mismo orden, es posible su cálculo en función de la separación entre conductores, determinando

lo que se conoce como separación media geométrica entre ellos.

En ausencia de datos se puede estimar el valor de la reactancia inductiva como 0,1 /km, o bien como

un incremento adicional de la resistencia. Así podemos suponer que para un conductor cuya sección

sea: Tabla 21 Valores aproximados de la reactancia inductiva

Sección Reactancia inductiva (X)

S 120 mm2 X 0

S = 150 mm2 X 0,15 R

S = 185 mm2 X 0,20 R

S = 240 mm2 X 0,25 R

Para secciones menores o iguales de 120mm2, como es lo habitual tanto en instalaciones de enlace

como en instalaciones interiores, la contribución a la caída de tensión por efecto de la inductancia es

despreciable frente al efecto de la resistencia, y por lo tanto las fórmulas [D] y [E] anteriores se pueden

simplificar de la siguiente forma:

Caída de tensión en trifásico: U = R P / UU1 [F]

Caída de tensión en trifásico: U = 2 R P / UU1 [G]




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Si tenemos en cuenta que el valor de la resistencia de un cable se calcula como:

R = R tca = R tcc (1 + Ys + Yp) = c R tcc [H]

R tcc = R 20cc [1 + ( -20)] = L / S [I]

R 20cc = 20 L / S [J]

= 20 [1 + ( -20)] [K]

Donde:

R tca Resistencia del conductor en corriente alterna a la temperatura

R tcc Resistencia del conductor en corriente continua a la temperatura

R 20cc Resistencia del conductor en corriente continua a la temperatura de 20ºC.

Ys Incremento de la resistencia debido al efecto piel (o efecto skin)

Yp Incremento de la resistencia debido al efecto proximidad.

Coeficiente de variación de resistencia específica por temperatura del conductor en

ºC-1.

Resistividad del conductor a la temperatura

20 Resistividad del conductor a 20ºC.

S Sección del conductor en mm2.

L Longitud de la línea en m.

Material ρ₂₀(Ω.mm²/m) mm2 /m) mm2 /m) (ºC –1)

Cobre 0,018 0,021 0,023 0,00392

Aluminio 0,029 0,033 0,036 0,00403

Almelec (Al-Mg-Si) 0,032 0,038 0,041 0,00360

El efecto piel y el efecto proximidad son mucho más pronunciados en los conductores de gran sección.

Su cálculo riguroso se detalla en la norma UNE 21144. No obstante, y de forma aproximada para

instalaciones de enlace e instalaciones interiores en baja tensión es factible suponer un incremento de

resistencia inferior al 2% en alterna respecto del valor en continua.

c = (1 + Ys + Yp) 1,02

Combinando las ecuaciones [H], y [I] anteriores se tiene:

R = c L / S [L]

Sustituyendo la ecuación [L] en las [F] y [G] se puede despejar el valor de la sección mínima que

garantiza una caída de tensión límite previamente establecido.

Cálculo de la sección en trifásico




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𝑆 =𝑐 𝜌ɵ 𝑃 𝐿

𝛥𝑈III 𝑈₁

Cálculo de la sección en monofásico

𝑆 =2 𝑐 𝜌ɵ 𝑃 𝐿

𝛥𝑈I 𝑈₁

Donde:

S Sección calculada según el criterio de la caída de tensión máxima admisible en mm2

c Incremento de la resistencia en alterna. (Se puede tomar c= 1,02).

𝜌ɵ Resistividad del conductor a la temperatura de servicio prevista para el conductor

( mm2 /m).

P Potencia activa prevista para la línea, en vatios.

L Longitud de la línea en m. 𝛥𝑈III Caída de tensión máxima admisible en voltios en líneas trifásicas. 𝛥𝑈I Caída de tensión máxima admisible en voltios en líneas monofásicas.

𝑈₁ Tensión nominal de la línea (400 V en trifásico, 230 V en monofásico)

En la práctica para instalaciones de baja tensión tanto interiores como de enlace es admisible

despreciar el efecto piel y el efecto de proximidad, así como trabajar con el inverso de la resistividad

que se denomina conductividad (“”, en unidades m/ mm2). Además se suele utilizar la letra “e”

para designar a la caída de tensión en voltios, tanto en monofásico como en trifásico, y la letra U para

designar la tensión de línea en trifásico (400V) y la tensión de fase en monofásico (230V). Con estas

simplificaciones se obtienen las expresiones siguientes para determinar la sección.

Para receptores trifásicos

𝑆 =𝑃 𝐿

𝑦 𝑒 𝑈

Para receptores monofásicos

𝑆 =2𝑃 𝐿

𝑦 𝑒 𝑈

Donde la conductividad se puede tomar de la siguiente tabla:

Material

Cobre 56 48 44

Aluminio 35 30 28

Temperatura 20°C 70°C 90°C




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2.2 Tap’s en TD’S de distribución

Los cambiadores de derivación para operar sin tensión o Tap’s, es un dispositivo que se acciona desde

el exterior del transformador, sumergido en líquido refrigerante que permite seleccionar la derivación

de un devanado cuando el transformador esta sin corriente y desenergizado. Se fabrican de dos tipos

Monofásicos y Trifásicos.

Un método usado para la regulación de voltaje en las líneas es el uso de los cambiadores de

derivación que están conectados en los devanados de los

transformadores para cambiar la relación de espiras o relación de

transformación ligeramente.

El cambio en la relación de transformación es normalmente +/-

10%, aun cuando se pueden encontrar disponibles cambios de

+/- 5% ó +/- 7.5%, los pasos de variación van de 2.5% hasta 32

pasos para cubrir el rango normal de +/- 10% (0.625% por paso).

La posición nominal para los tap’s en transformadores en una red de distribución es la posición 3.

Tomando en cuenta la demanda por usuario, las pérdidas de energía y la longitud del circuito, que

influye en la posición que se debe colocar un tap del

transformador, para la reducción de pérdidas de energía y

la mejora del sistema eléctrico de distribución.

Normalmente los cambiadores de derivación están

localizados en los devanados primarios (de alto voltaje),

debido a que se tiene que manejar en los cambios menos

corriente de la que se manejaría si se localizarán en el

devanado de bajo voltaje. Los cambiadores de

derivación pueden ser normales o automáticos, la mayoría

de los transformadores de distribución y de subestaciones

de distribución tienen cambiadores manuales, de manera

que la carga que se agrega se puede compensar. [4]

Este varía para mantener la tensión del lado de baja en los

rangos permitidos, que se ve afectada según el consumo.

En los TD’S Distribución en TAP siempre se debe operar cuando el transformador se encuentra

desenergizado, puesto que, si se llega a operar energizado, la descarga que producirá en toda la red

podría dañar todas las cargas conectadas a la misma. [5]




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Placa de datos de un transformador monofásico

para 13200 Volts en media tensión, en el cual se

muestra la información de los tap’s derivadores,

así como el diagrama de conexiones para el

transformador en su lado de Alta y Baja.

Placa de datos de un transformador monofásico

para 33000 Volts en media tensión, en el cual se




Placa de datos de un transformador trifásico para

13200 Volts en media tensión, en el cual se




Este tipo de transformadores con tensión de

440Y/254 Volts, normalmente es utilizado

motores en sistemas de bombeo.




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2.3 Pérdidas de energía

2.3.1 clasificación de las pérdidas

Las pérdidas de energía equivalen a la diferencia entre la energía entregada y la energía facturada y

pueden clasificarse como pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas o comerciales.

2.3.2 Pérdidas técnicas

Las pérdidas técnicas constituyen una parte de la energía que no es aprovechada y que el sistema

requiere para su operación, es decir, es la energía que se pierde en los diferentes equipos, redes y

elementos que forman parte del sistema de distribución y que sirve para conducir y transformar la

electricidad y pueden ser determinados por métodos mesurables y analíticos con las herramientas que

dispone la empresa distribuidora.

Este tipo de pérdidas son normales en cualquier zona distribuidora de energía y no puede ser

eliminada totalmente; únicamente puede reducirse a través del mejoramiento de la red. Para tener un

control y reducción de las pérdidas, se toma en cuenta los siguientes parámetros: [6]

Diagnóstico del estado actual del sistema

Proyección de la carga

Revisión de los criterios de expansión

Estudio de flujos de carga para optimizar la operación de líneas y redes

Analizar la ubicación óptima de transformadores y usuarios

Realizar estudios de reconfiguración de alimentadores primarios

2.3.3 Pérdidas de energía no técnicas

Las pérdidas no técnicas, refieren a la energía que se distribuye a través de las líneas de media y baja

tensión y que no está medida, por consiguiente, no se factura, esto motivado a que se pueden tener

conexiones de acometidas directas u ocultas, también conocidas como uso ilícito.

Otras causas que dan lugar a las pérdidas de energía no técnica, son parte de las actividades propias

de la empresa suministradora, como por ejemplo, error de toma de lectura, error en la facturación,

estimación de lecturas de servicios lejanos.

Las acciones para disminuir las pérdidas de energía no técnica, se basa en la revisión de los servicios,

con actividades principales de inspección visual y física para detectar derivaciones ocultas en base de

medición, tubo de la mufa, alteración en las condiciones físicas del equipo de medición.

La detección de usos ilícitos puede redundar en un ajuste del consumo que registre el usuario, en el

cual se factura a su cargo el cobro de la energía no medida durante un período de tiempo, el cual se

puede determinar mediante un análisis del comportamiento de consumo, detectando el tiempo en que

se presentan las variaciones.




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3. Desarrollo

El desarrollo del presente proyecto se lleva a cabo en la Oficina de Estudios para la optimización del

sistema de la Zona de Distribución San Cristóbal, División Sureste. Cada punto descrito en este, son

relevante para mayor entendimiento del proyecto, necesidades y realización. Se realizará el estudio

de pérdidas técnicas de energía del circuito CRI04030 y ramal de Los Alcanfores.

3.1 Descripción Del Circuito

El circuito CRI04030, Ramal los Alcanfores presenta anomalías en su distribución de energía

eléctrica, tales como, las pérdidas de energía eléctrica en sus líneas de distribución, tanto en líneas de

media tensión como de baja tensión. Se realizaron muestreos de las pérdidas en kWh del último año

2018; de acuerdo a la información proporcionada por CFE Distribución, división sureste; la

estadística de pérdidas de tan solo el año pasado fue de 52, 493, 623.73 kWh en media tensión y en

líneas de distribución de baja tensión fue de 42, 840, 686.75 kWh.

Se realizó el comparativo de pérdidas técnicas de energía, de a partir del año 2012 hasta el 2018 y se

observó que existe un aumento de pérdidas de energía en kWh en la distribución de líneas de media

tensión; así también, se hizo el comparativo de las pérdidas técnicas en líneas de baja tensión y se

observó que en el período de 2012 a 2017 se incrementó el valor de pérdidas técnicas de energía, por

lo que se ejecutaron proyectos en redes de baja tensión par disminución de pérdidas de energía, tales

como creación de nuevas subestaciones con transformación de media a baja tensión eliminando

secciones de red de baja tensión y en algunos casos se eliminó por completo.

Desglose de las pérdidas de energía por nivel de tensión zona: San Cristóbal

Año MT BT

%

Incremento

MT

%

Incremento

BT

2012 38,059,109.23 61,194,109.15

2013 35,581,768.35 61,514,241.57 -7.0% 0.5%

2014 35,668,692.60 63,108,119.64 0.2% 2.5%

2015 36,098,173.28 66,645,051.79 1.2% 5.3%

2016 38,755,851.83 69,265,768.46 6.9% 3.8%

2017 50,937,033.08 68,168,747.07 23.9% -1.6%

2018 52,493,623.73 42,840,686.75 3.0% -59.1%

Tabla 22 Datos de pérdidas de energía a nivel de Zona




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53

Datos proporcionados de Comisión Federal de Electricidad CFE Distribución, arroja un incremento

en kilómetros de las líneas de distribución de media y baja tensión. Que en tan solo el incremento de

las líneas de media tensión del año 2017-2018 fue del 0.22%; equivalente a 21.387 kilómetros de de

línea de MT.

El incremento que existió en líneas de baja tensión en el año 2017-2018 fue del 0.11%, equivalente a

5.85 kilómetros de línea de BT.

Tabla 23 Incremento en distancias de líneas de BT

Kilómetros de líneas de BT aéreas

Mes Año km LBT %

Incremento

DIC 2012 4,719.51

DIC 2013 4,736.05 0.35%

DIC 2014 5,124.57 7.58%

DIC 2015 5,165.00 0.78%

DIC 2016 5,070.05 -1.87%

DIC 2017 5,189.14 2.30%

DIC 2018 5,194.99 0.11%

Tabla 24 Incremento en distancia de líneas de MT

Kilómetros de líneas de MT aéreas

Mes Año km LMT %

Incremento

DIC 2012 8542.857

DIC 2013 8581.853 0.45%

DIC 2014 9495.428 9.62%

DIC 2015 9491.779 -0.04%

DIC 2016 9616.319 1.30%

DIC 2017 9710.895 0.97%

DIC 2018 9732.282 0.22%

Se realizó el estudio del circuito CRI04030 tomando en cuenta el circuito existente y sus usuarios

activos. En la realización del plano del circuito, se encontraron un total de 53 postes, 11

transformadores, conexiones de media tensión y distintas conexiones de baja tensión, distintos tipos

de estructuras en postes, tanto de baja como de media tensión. Se identificó el tipo de material

existente en el circuito como también su topología.




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3.2 Descripción de los Programas Realizados

Se elaboró el plano de la red de distribución de energía eléctrica en media y baja tensión del

circuito CRI04030, Ramal los alcanfores, con la ayuda de la herramienta Google Earth Pro,

con el cual se posicionó el Ramal Los Alcanfores y se realizó su debido levantamiento en

campo. Se puede observar la longitud del ramal y las distancias que recorre las líneas de media

y baja tensión. También se observa la topología del ramal conservando una disposición radial.

Figura 27 Posicionamiento geográfico "Los Alcanfores"

Figura 28 Posicionamiento geográfico "Los Alcanfores"

Datos generales

(Especificaciones)

Línea de media

tensión -----------

Línea de baja

tensión -------------

Transformadores

Calles ------------- Postes




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Con la aplicación de AutoCAD y con apoyo de la herramienta Deprored se realizó el modelo

eléctrico del circuito, en el cual se digitalizaron las propiedades del ramal, tales como tipo de

estructuras, calibre de conducotres en media y baja tensión, distancias interpostales, datos

generales de transformadores, tales como capacidad, fases conectadas en media tensión.

En la siguente imagen se puede apreciar la construcción del proyecto eléctrico en AutoCAD.

Figura 29 Proyecto eléctrico AutoCAD

Figura 30 Circuito CRI04030 dependiente de la S.E. San Cristóbal (CRI)




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Ramal Los Alcanfores dependiente del circuito CRI04030

Figura 31 Modelo eléctrico en Synergi Electric, Circuito CRI04030

Figura 32 Modelo eléctrico en Synergi Electric, Ramal Los Alcanfores




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Perfiles de demanda, circuito CRI04030

A través del Sistema de Información para el Monitoreo de la Calidad de la Energía (SIMOCE),

desarrollado en la CFE Distribución, se obtienen los perfiles de los parámetros eléctricos de los

circuitos de media tensión, que, para este caso, se analizó el circuito CRI04030 en un período de 24

meses comprendidos de Enero 2018 a Diciembre 2019.

E la gráfica siguiente se observa un ejemplo del perfil de la demanda de un mes, en el cual se filtran

los días atípicos, eliminándolos del comportamiento normal de la demanda, para poder tomar los

valores de los parámetros en un comportamiento normal y así realizar la selección de la demanda

máxima y mínima con sus respectivos valores coincidentes de voltaje y reactivos, para realizar los

análisis necesarios en la red de distribución.

Figura 33 Perfil mensual de demanda del circuito CRI04030

A través de las mediciones diez minútales que con las que se elabora el perfil de las demandas, se

pueden obtener los valores de parámetros eléctricos, como son, kW, kVAR, fp (Factor de Potencia),

kVL-L, fc (Factor de Carga), kWh, kVARh.




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Figura 34 Comportamiento de la señar Ene-Dic 2018-2019

En la imagen se muestran las pérdidas de potencia en el circuito CRI04030 en demanda máxima

Figura 35 Pérdidas en demanda máxima

En la imagen se muestran los valores de voltaje máximos y mínimos en el circuito CRI04030 en

demanda máxima.

Perfil de voltaje en el circuito CRI04030 Perfil de voltaje Los Alcanfores.

Figura 37 Circuito CRI04030

Figura 36 Valores máximos y mínimos de demanda




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Figura 38 Los Alcanfores

3.3 Descripción De Las Pruebas, Correcciones y Validación

Los datos obtenidos por los usuarios conectados en el ramal Los Alcanfores, nos muestran pérdidas

en la energía distribuida en el ramal, los últimos 5 años. El circuito CRI04030 muestra sobrecarga en

las líneas de distribución y en la demanda máxima y mínima de este.

Los datos de placa de los transformadores indican la posición de los TAP’s en los TD’s de

distribución, que en el ramal, presenta un rango ligeramente fuera de estabilidad para la distribución

de energía eléctrica. Con base a los estudios de reducción de pérdidas de energía, se propone la

reducción de pérdidas de energía por medio del posicionamiento del TAP.

Resultados

Figura 39 Perfil del circuito CRI04030, Demanda Mínima

Se muestra el perfil de voltaje del circuito CRI04030, en demanda mínima, observando que el ramal

de Los Alcanfores, presenta un nivel de tensión entre 100 y 102.5%, correspondiente al TAP #2 en el

transformador de distribución. Analizando el Tap #2 en el circuito de demanda mínima se observó

una reducción en las pérdidas de energía en kWh correspondiente al circuito.




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Figura 40 Perfil del circuito CRI04030, Demanda Máxima

El perfil de voltaje que muestra el circuito CRI04030, en demanda máxima, observando que el ramal

de Los Alcanfores, presenta un nivel de tensión entre 97.5 y 102.5%, correspondiente al TAP #3 en

el transformador de distribución.

Figura 41 Demanda Máxima




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En la gráfica, se muestra el perfil de voltaje en demanda máxima, como se puede observar para el

valor balanceado, se tiene ligeramente un valor por arriba del 100%, teniendo como referencia un

valor nominal de circuito de 13.2 kV.

Como se puede observar en la gráfica, se muestra el perfil de voltaje en demanda mínima, para el

valor balanceado, se tiene ligeramente un valor por arriba del 102%, teniendo como referencia un

valor nominal de circuito de 13.2 kV.

Figura 42 Demanda Mínima




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Figura 43 Carga Máxima

Se observa en el circuito las posiciones de los TAP’S correspondientes a la tabla de colores de las

demandas que este requiere para reducir las pérdidas de energía en kWh, que presenta a partir de la

fuente alimentadora. Tabla 25 Tabla de resultados con voltaje de demanda mínima

Como se puede observar en la tabla de datos, obtenida del resultado de flujos de potencia con apoyo

del software Synergi, se tienen un total de 5.44 kW de pérdidas de potencia equivalente a 2.13 %

respecto a la demanda total del ramal.




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Tabla 26 Tabla de resultados con voltaje de demanda máxima

Como se puede observar en la tabla de datos, obtenida del resultado de flujos de potencia con apoyo

del software Synergi, se tienen un total de 5.33 kW de pérdidas de potencia equivalente a 2.16 %

respecto a la demanda total del ramal.

Tabla 27 TD'S existentes del ramal Los Alcanfores Estado Actual

La tabla muestra la demandas en kW de los TD’S que este presenta, con un total de 256.01, con

pérdidas de potencia del 5.45 kW y con una anualidas de pérdidas de energía de 21, 800 kWh/año,

tomando en cuenta 11 TD’S de distribución existentes en el ramal Los Alcanfores.




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Tabla 28 TD'S existentes del ramal Los Alcanfores Estado Proyectado

Se observa en la tabla proyectada un decremento en las pérdidas de potencia de 5.33 kW. Las pérdidas

de energía anual de 21, 320 kWh y la reducción de demanda con un 246.97 kW, con la reconfiguración

del TAP #2. Tabla 29 Posición de los Tap's 240 V Nom

Tabla 30 Posición de los Tap's 120 V Nom

Las tablas muestran los datos en porcentajes de reducción y mejora de los circuitos

existentes en función de los TAP’s en voltaje nominal del 120v y 240v.

Tap

1 105.1%

2 102.5%

3 100%

4 97.5%

5 92.6%




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El estudio económico que se realizó con base al proyecto, presenta una mejora en calidad–precio con

respecto al incremento del costo beneficio y la distribución de energía eléctrica. Tabla 31 Costo - Beneficio

PRECIO MEDIO DE ENERGIA PERDIDA ($/kWh)= 1.40

REDES ANALIZADAS REDES EXISTENTES

$ 1.40 11

16,778.00

AHORRO EN

PESOS/AÑO AHORRO EN PESOS POR RED

AHORRO PROYECTADO POR TOTALES

DE REDES

$672.01 $61.09 $ 1,024,992.24

Se observa el precio de energía en kWh de $1.40 por transformadores. Analizando la red existente

Los alcanfores y multiplicando el ahorro en pesos/año con las redes analizadas se obtiene el ahorro

en pesos por red; asi mismo obtenemos el ahorro proyectado por totales de redes con base al ahorro

con pesos de red/redes existentes.

Figura 44 Total de redes de baja tensión




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5. Conclusión

Para la optimización el circuito CRI04030 se llegó a la conclusión que la posición ideal para el TAP

en los transformadores de distribución existentes seria el TAP #2, ya que se adecua a las necesidades

de la demanda máxima y mínima del circuito.

Esta decisión se tomó con la ayuda del programa Synergi, en base a las pruebas y correcciones en el

proyecto y sus especificaciones.

Dado los resultados obtenidos en las tablas de pérdidas, con respecto a las posiciones de los TAP’s;

revelando que el TAP #3 es ideal para el circuito en demanda máxima y dejando ligeramente fuera

del rango de aceptación al circuito en demanda mínima.

La posición del TAP #2 en el circuito de demanda máxima y mínima estaba dentro del rango de

aceptación y presenta una mejor eficiencia de reducción de pérdidas de energía y distribución,

haciendo que el ramal sea optimo, con mejor desempeño y calidad.

Dado así, el circuito CRI04030, ramal Los Alcanfores obtuvo mejora en su circuitos y reducción de

energía de 21, 320 kWh por año; haciendo así, una mejor calidad en la energía y un aumento en el

costo beneficio anual.

Competencias desarrolladas

En Comisión Federal de Electricidad CFE Distribución, zona San Cristóbal, división sureste,

desarrollan y aplican diversos métodos de la elaboración del trabajo, entre ellas tiene como como base

las competencias:

Trabajo en equipo

Análisis del problema

Planeación y construcción

Control

Orden

Eficiencia

Respeto

Trabajo eficaz

Seguridad

Conocimientos acerca del tema

Estudios de las problemáticas

Soluciones




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Bibliografía

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G. B. «http://www.gomarbajio.com/fichas/CABLE/BAJA-TENSION/4-CABLE-NEUTRANEL-MR-AA-ACSR/GENERAL-CABLE/CABLE-NEUTRANEL-MR-AA-ACSR.pdf,» [En línea]. [Último acceso: 4 NOVIEMBRE 2019].

[3]

C. D. «https://lapem.cfe.gob.mx/normas/pdfs/d/L0000-12.pdf,» [En línea]. [Último acceso: 7 NOVIEMBRE 2019].

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«https://dspace.ups.edu.ec/bitstream/123456789/1898/2/01%20Perdidas%20en%20distribucion.pdf,» [En línea]. [Último acceso: 11 NOVIEMBRE 2019].


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